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【干货】教你怎么写分布式光伏发电项目购售电合同
笔者教你怎么写分布式光伏发电项目购售电合同。
　　第二条购售电基本情况　　2.1并网方式及产权划分　　2.1.1乙方通过以下第_____种方式并网并向甲方输送电力：　　(1)采用余电上网方式消纳发电量；　　(2)采用全部上网方式消纳发电量。　　2.1.2乙方通过个并网点与甲方电网连接。其中：　　并网点1：并网电压等级为千伏。通过线（T接）接至千伏并网，并网容量为kW。产权分界点设在：，分界点_____侧产权属甲方，分界点_____侧产权属乙方。　　并网点2：并网电压等级为千伏。通过线（T接）接至千伏变电所（开闭所、台区变等）并网，并网容量为kW。产权分界点设在：，分界点_____侧产权属甲方，分界点_____侧产权属乙方。　　2.2设备维护管理责任范围　　甲方、乙方按产权归属各自负责其电力设施的运行、维护、日常管理和安全工作，并承担有关法律责任。如产权所有方将其电力设施委托另一方或有相关资质的第三方运行维护管理时，应另行签订《电力设施委托运行维护管理协议》，明确协议双方的权利和义务。　　2.3电量计量　　2.4电能计量装置及相关设备　　2.4.1电能计量装置包括电能表、计量用电压互感器、电流互感器及二次回路等。　　电能量远方终端（包括其他采集终端）是指具有接收电能表输出的数据信息，并进行采集、处理、分时存储、长时间保存和远方传输等功能的设备。　　电能量主站管理系统是指能够实现对远方数据进行自动采集、分时存储、统计、分析的系统。　　2.4.2电能计量装置按照《电能计量装置技术管理规程》（DL／T448－2000）进行配置。　　2.4.3如设有电能量远方终端（包括其他采集终端），其技术性能应满足《电能量远方终端》（DL/T743-2001）的要求。　　2.4.4电能计量装置应在电站项目发电设备并网前按要求安装完毕，并按规定进行调试。电能计量装置投运前，由合同双方依据《电能计量装置技术管理规程》（DL／T448－2000）的要求进行竣工验收。　　已运行的电能计量装置，参照本款要求，由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构对电能计量装置的技术性能及管理状况进行技术认定；对于不能满足要求的项目内容，应经双方协商一致，限期完成改造。　　2.4.5当在同一计量点计量上网电量和用网电量时，应分别安装计量上网电量和用网电量的电能表，或安装具有正反向计量功能的电能表。　　2.4.6电能计量装置由经国家计量管理部门认可的电能计量检测机构检定并施加封条、封印或其他封固措施。任何一方均不能擅自拆封、改动电能计量装置及其相互间的连线或更换计量装置元件。若一方提出技术改造，改造方案需经另一方同意且在双方到场的情况下方可实施，并须按《电能计量装置技术管理规程》（DL／T448－2000）及改造要求通过竣工验收后方可投入使用。　　2.5电能计量装置维护管理　　原则上发电上网关口电能计量装置由_____付费购买、安装、调试，并由_____负责日常管理和维护，_____予以配合、协助和保护；用网电能计量装置由_____付费购买、安装、调试，并由_____负责日常管理和维护，_____予以配合、协助和保护。　　2.6电能计量装置的校验　　2.6.1电能计量装置的故障排查和定期校验，由经国家计量管理部门认可的电能计量检测机构承担，双方共同参加。由此发生的费用，按设备产权归属由设备产权所有人承担。　　2.6.2任何一方可随时要求对电能计量装置进行定期校验以外的校验或测试，校验或测试由经国家计量管理部门认可的电能计量检测机构进行。若经过校验或测试发现电能计量装置误差达不到规定的精度，更新改造所发生的费用，按设备产权归属由设备产权所有人承担。若不超差，则发生的费用由提出校验的一方承担。　　2.7计量异常处理　　合同双方的任一方发现电能计量装置异常或出现故障而影响电能计量时，应立即通知对方和双方认可的计量检测机构，共同排查问题，尽快恢复正常计量。　　正常情况下，结算电量以结算计量点电能表数据为依据。如果结算计量点电能表出现异常，则按对侧电能表数据确定。对其他异常情况，双方在充分协商的基础上，可根据失压记录、失压计时等设备提供的信息，确定异常期内的电量。　　2.8电量计算依据　　2.8.1上网电量或用网电量以_____为结算期，年终清算。上网电量以计量点电能表日_____时抄见电量为依据，用网电量以计量点电能表日_____时抄见电量为依据，经双方共同确认，据以计算电量。　　2.8.2结算电量数据的抄录　　(1)正常情况下，合同双方以计量点电能表计量的电量数据作为结算依据。　　(2)如装有主、副表，当主、副表所计电量之差与主表所计电量的相对误差小于电能表准确度等级值的_____倍时，则以主表计量的电量数据作为结算依据。否则应对主、副电能表进行现场检验，只要主电能表不超差，仍以其所计电量为准；主电能表超差而副表不超差时，才可以副电能表所计电量为准；两者都超差时，以主电能表的误差计算退补电量，并及时更换超差表计。在主表发生故障或因故退出运行时，副表代替主表计量。　　(3)现场抄录结算电量数据。在甲方电能量远方终端投运前，利用电能表的冻结功能设定本条第2.8.1项所指_____时的表计数为抄表数，由双方人员约定于_____日现场抄表。　　(4)远方采集结算电量数据。在甲方电能量主站管理系统正式投入运行后，双方同意以该系统采集的电量为结算依据。若主站管理系统出现问题影响结算数据正确性，以现场抄录数据为准。　　2.9上网电量、用网电量计算　　2.9.1上网计量电量为光伏电站项目向甲方送电、按第2.8.1项计量点抄见的所有输出电量的累计值。　　计量装置应安装在甲乙双方的产权分界点处，当计量装置安装位置与产权分界点不一致时，以下损耗（包括有功和无功损耗）由产权所有人负担。　　(1)变压器损耗（按计算）。　　(2)线路损耗（按计算）。　　2.9.2用网电量为按第2.8.1项计量点在上述所对应时段内抄见的所有输入电量和所有启备变压器输入电量的累计值。　　2.9.3上网电量和用网电量应分别结算，不得互相抵扣。　　2.10电费计算　　2.10.1甲乙双方均应严格按政府价格主管部门审批的电价执行。本合同有效期内，遇电价有调整时，以调价文件为准。　　2.10.2电费计算　　(1)电费以人民币结算。　　(2)上网电费按以下公式计算：　　上网电费＝上网电量&对应的上网电价（含税）　　(3)用网电费按以下公式计算：　　用网电费＝用网电量&对应的电度电价（含税）　　2.11电费结算　　2.11.1甲方按第2.9.2项完成抄表后，应于_____个工作日内完成上网电量的统计、汇总，并向乙方出具《电量结算单》和《电费计算单》并进行确认，如有异议，双方应在_____个工作日内尽快进行协商修正。双方对《电费计算单》的确认应当在上网电量抄录后的______个工作日内完成。　　2.11.2乙方根据双方确认的《电费计算单》开具增值税发票，并在上网电费确认后的______个工作日内送交给甲方。甲方收到增值税发票原件后，在_____个工作日内支付发票所列款项。　　若甲方不能按照约定的期限付清上网电费，自_____日起，每日按照缓付部分的支付违约金。　　2.11.3甲方电网或乙方光伏电站提供有偿辅助服务业务费用的计算和支付事宜，由双方根据国家有关规定执行。　　2.12电能计量、计费差错调整的电费支付　　2.12.1由于电能计量、计费差错，由合同双方达成书面协议后在次月电费结算中一并清算。如甲方和乙方未能达成一致意见，则双方应先按《电费计算单》支付电费，事后双方再按有关规定协商退补。　　2.12.2用网电费的支付　　根据本合同第十条计算的光伏电站项目的用网电费，乙方应在每月_____日前结清全部电费。　　乙方未能按合同约定及时交付电费，甲方按规定向乙方计收电费违约金。违约金自逾期之日起计算至交费之日止，逾期日期自乙方收到缴费通知后第日起计算。乙方违反本合同约定逾期交付电费，当年欠费部分的每日按欠交额的、跨年度欠费部分的每日按欠交额的计付。　　2.12.3违约金、补偿金的年度清算　　对于尚未结算的违约金、补偿金等，合同双方应于次年1月底以前完成上一年度的清算工作。　　2.12.4付款方式　　任何一方根据本合同应付另一方的任何款项，均应直接汇入收款方如下列明的银行帐户。当收款方书面通知另一方变更开户银行或帐号时，汇入变更后的银行帐户。收款方增值税专用发票上注明的银行帐户应与本合同提供的或书面变更后的相同。如确需使用其他支付方式，则需经双方协商一致同意后使用。　　甲方：　　开户名称：　　开户银行：　　帐号：　　乙方：　　开户名称：　　开户银行：　　帐号：　　2.13资料与记录　　双方同意各自保存原始资料与记录，以备根据本合同在合理范围内对报表、记录检查或计算的精确性进行核查。
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光伏发电接入配电网设计规范（GB/T ）
来源：中国新能源网 &&
更新时间： 15:37:48
　　1.0.1为规范发电接人配电网设计，保障光伏发电系统和配电网的安全可靠运行，制定本规范。
　　1.0.2本规范适用于通过380V电压等级接人电网以及通过10kV(6kV）电压等级接人用户侧电网的新建、改建和扩建光伏发电系统接人配电网设计。
　　1.0.3光伏发电接人配电网设计应从全局出发，统筹兼顾，按照建设规模、工程特点、发展规划和配电网条件，通过技术经济比较确定设计方案。
　　1.0.4光伏发电接人配电网设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
　　2.0.1并网点point of interconnection(POI)
　　对于有升压站的光伏发电系统，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站的光伏发电系统，指光伏发电系统的输出汇总点。
　　2.0.2孤岛islanding
　　包含负荷和的部分电网，从主网脱离后继续孤立运行的状态。孤岛可分为非计划性孤岛和计划性孤岛。
　　2.0.3非计划性孤岛unintentional islanding
　　非计划、不受控地发生孤岛。
　　2.0.4计划性孤岛intentional islanding
　　按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛。
　　2.0.5防孤岛anti-islanding
　　防止非计划性孤岛现象的发生。
　　2.0.6 T接方式&T&integration
　　从现有电网中的某一条线路中间分接出一条线路接人其他用户的接人方式。
　　3基本规定
　　3.0.1当光伏发电系统采用T接方式时，在潮流计算、电能质量分析和继电保护设计中，应分析T接方式接人与专线方式接入的不同特点对配电网的影响。
　　3.0.2光伏发电接人配电网设计中，电力电量平衡、潮流计算和电气参数选择应充分分析组件类型、跟踪方式和辐照度对光伏发电出力特性的影响。
　　3.0.3光伏发电接入配电网设计应采用效率高、能耗低、可靠性高和性能先进的电气产品。
　　3.0.4通过10kV电压等级接入的光伏发电系统，在进行接人配电网设计时，可根据需要进行光伏发电系统接人配电网无功补偿和电能质量专题研究。
　　4接入系统条件
　　4.1电力系统现况
　　4.1.1接人系统条件分析应包括电力系统现况和发展规划分析，并应对光伏发电系统进行概况分析。
　　4.1.2接人系统设计应进行电力系统现况分析，分析内容应包括电源、负荷和电网现况。
　　4.1.3电源现况概述应包括装机规模、电源结构、发电量、年利用小时数等。
　　4.1.4负荷现况概述应包括最大供电负荷、供电量、负荷特性等。
　　4.1.5电网现况概述应包括电网接线方式、光伏发电系统周边的变电站规模、相关电压等级出线间隔预留及扩建条件、线路型号及长度、线路走廊条件等。
　　4.2电力系统发展规划
　　4.2.1接入系统设计应根据当地经济和社会发展规划以及历史用电负荷增长情况，对相关地区电网及光伏发电系统所在配电网的负荷水平及负荷特性进行预测。
　　4.2.2接人系统设计应概述相关地区电网及光伏发电系统所在配电网的电源发展规划，包括新增电源建设进度、机组退役计划及电源结构等。
　　4.2.3接人系统设计应概述相关地区电网及光伏发电系统所在配电网的发展规划，包括设计水平年和展望年的变电站布局及规模、电网接线方式等。
　　4.3光伏发电系统概述
　　4.3.1光伏发电系统概述应包括项目地理位置、环境条件、资源概况、规划规模、本期建设规模、前期工作进展情况、装机方案、设计年发电量、出力特性、建设及投产时间等内容。
　　4.3.2对于扩建的光伏发电系统，还应说明现有光伏发电系统的概况、扩建条件等。
　　5一次部分设计
　　5.1一般规定
　　5.1.1一次部分设计应包括电力电量平衡、建设的必要性及其在配电网中的地位和作用、电压等级与接人电网方案、潮流计算、短路电流计算、无功补偿、电能质量、方案技术经济分析和电气参数要求等。
　　5.1.2一次部分技术指标应满足现行国家标准《光伏发电系统接人配电网技术规定》GB/T 29319的有关规定。
　　5.2电力电量平衡
　　5.2.1在电力平衡计算时，应根据负荷特性和光伏发电系统出力特性，列出各水平年各典型负荷及光伏发电系统零出力、最大出力方式下配电网的电力平衡表。各水平年的电力平衡宜按季或月进行分析。
　　5.2.2当光伏发电系统规模较大时，除应符合本规范第5.2.1条的规定外，还应列出所在配电网各水平年的电量平衡表。
　　5.3建设的必要性及其在配电网中的地位和作用
　　5.3.1光伏发电系统建设的必要性应包括满足电力需求、改善电源布局和能源消费结构、促进。
　　5.3.2根据电力电量平衡的结果，应分析光伏发电系统的电力电量消纳范围，并应说明光伏发电系统在配电网中的地位和作用。
　　5.4电压等级与接入电网方案
　　5.4.1在进行接人电网方案设计时，应简要说明光伏发电系统本期工程投产前相关电压等级电网的接线方式和接人条件。
　　5.4.2根据光伏发电系统规模、在配电网中的地位和作用、接入条件等因素，应确定接人电压等级；应远近期结合，提出接人电网方案，并应初步选择送出线路的导线截面。
　　5.4.3对提出的接入电网方案应进行必要的电气计算和技术经济比较，并应提出推荐方案，包括接入电压等级、出线方向、出线回路数、导线截面等。
　　5.4.4当同一公共连接点有一个以上的光伏发电系统接人时，应总体分析对电网的影响。当光伏发电系统总容量超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25％时，应进行无功补偿和电能质量专题研究。
　　5.4.5当光伏发电系统额定电流与并网点的三相短路电流之比高于10％时，应进行无功补偿和电能质量专题研究。
　　5.5潮流计算
　　5.5.1潮流计算应包括设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式以及事故运行方式。还应计算光伏发电站最大出力主要出现时段的运行方式。
　　5.5.2当光伏发电系统容量较大时，还应分析典型方式下光伏出力变化引起的线路功率和节点电压波动，应避免出现线路功率或节点电压越限。
　　5.5.3潮流计算应对过渡年和远景年有代表性的运行方式进行计算。
　　5.5.4应通过潮流计算，检验光伏发电系统接人电网方案，选择导线截面和电气设备的主要参数。
　　5.6短路电流计算
　　5.6.1短路电流计算应包括光伏发电系统并网点及附近节点本期及远景规划年最大运行方式的三相短路电流。
　　5.6.2电气设备选型应满足短路电流计算的要求。
　　5.7无功补偿
　　5.7.1光伏发电系统的无功功率和电压调节能力应满足现行国家标准《光伏发电系统接人配电网技术规定》GB/T 29319的有关规定，应通过技术经济比较，选择合理的无功补偿措施，包括无功补偿装置的容量、类型和安装位置。
　　5.7.2光伏发电系统无功补偿容量的计算应充分分析逆变器功率因数、汇集线路、变压器和送出线路的无功损耗等因素。
　　5.7.3光伏发电系统功率因数应在超前0.95～滞后0.95范围内连续可调。需安装辅助无功补偿装置时宜采用自动无功补偿装置，必要时应安装动态无功补偿装置。
　　5.7.4通过lOkV(6kV）电压等级并网，具有统一升压变压器的光伏发电系统，可在升压变压器低压侧配置无功补偿装置。当没有统一升压变压器时，可分散安装能自动调节的无功补偿装置，也可在并网点集中配置无功补偿装置。
　　5.8电能质量
　　5.8.1光伏发电系统向当地交流负载提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、三相电压不平衡、电压波动和闪变等方面应满足现行国家标准《电能质量公用电网谐波》GB/T 14549，《电能质量公用电网间谐波》GB/T 24337，《电能质量供电电压偏差》GB/T 12325，《电能质量三相电压不平衡》GB/T 15543，《电能质量电压波动和闪变》GB/T 12326的有关规定。
　　5.8.2光伏发电系统向公共连接点注人的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。
　　5.8.3光伏发电系统在公共连接点装设的电能质量在线监测装置应符合现行国家标准《电能质量监测设备通用要求》GB/T 19862的有关规定。
　　5.9方案技术经济分析
　　5.9.1方案技术经济分析应简要列出各接人系统方案投资估算表，包括送出线路部分投资、对侧系统变电站投资。对于各接入系统方案涉及的光伏发电系统升压站部分投资，当各方案升压站投资差异较大时，可将不同部分列人投资估算表中进行投资分析比较。
　　5.9.2方案技术经济分析应列出各接人系统方案技术经济综合比较表，包括各接人系统方案消纳方向、方案近远期适应性、方案潮流分布、方案对系统运行的影响（如短路电流、电能质量等）、投资估算等。
　　5.9.3应对各接人系统方案进行综合技术经济分析比较，并应提出推荐方案。
　　5.10电气参数要求
　　5.10.1光伏发电系统升压站或输出汇总点的电气主接线方式，应根据光伏发电系统规划容量、分期建设情况、供电范围、近区负荷情况、接入电压等级和出线回路数等条件，通过技术经济分析比较后确定。
　　5.10.2用于光伏发电站的电气设备参数应符合下列规定：
　　1主变压器的参数应包括台数、额定电压、容量、阻抗、调压方式、调压范围、连接组别、分接头以及经电抗接地时的中性点接地方式，应符合现行国家标准《电力变压器选用导则》GB/T 17468，《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T 6451，《电力变压器能效限定值及能效等级》GB 24790的有关规定。
　　2无功补偿装置性能要求以及逆变器的电能质量、无功调节能力等要求应满足现行国家标准《光伏发电系统接人配电网技术规定》GB/T 29319的有关规定。
　　6二次部分设计
　　6.1一般规定
　　6.1.1二次部分设计应包括系统继电保护、自动控制装置、调度自动化、电能量计量装置及电能量远方终端和通信系统。
　　6.1.2二次部分技术指标应符合现行国家标准《光伏发电系统接人配电网技术规定》GB/T 29319的有关规定。
　　6.2系统继电保护
　　6.2.1通过10kV(6kV）电压等级接人电网的光伏发电系统的专用继电保护装置应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285的有关规定。通过380V电压等级接人电网的光伏发电系统宜采用熔断器或断路器，可不配置专用的继电保护装置。
　　6.2.2当光伏发电系统接入配电网时，应对光伏发电系统送出线路的相邻线路现有保护进行校验，当不满足要求时，应重新配置保护。
　　6.2.3当光伏发电系统的接入使配电网中单侧电源线路变为双侧电源线路时，应按双侧电源线路进行保护配置。
　　6.2.4光伏发电系统母线可不设专用母线保护，发生故障时可由母线有源连接元件的保护切除故障。
　　6.3自动控制装置
　　6.3.1光伏发电系统应配置防孤岛保护，应至少设置主动和被动防孤岛保护各一种。当检测到孤岛时，应断开与配电网的连接。防孤岛保护应与线路保护相配合，当有线路重合闸时，还应与重合闸相配合。
　　6.3.2当光伏发电系统设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备。当检测到逆向电流超过额定输出的5％时，光伏发电系统应在2s内自动降低出力或停止向电网线路送电。
　　6.3.3有计划性孤岛要求的光伏发电系统应配置频率、电压控制装置，当孤岛内出现电压、频率异常时，可调节光伏发电系统有功、无功出力。
　　6.4调度自动化
　　6.4.1光伏发电系统的调度关系应根据光伏发电系统所处地区、安装容量和接人配电网电压等级等条件确定。
　　6.4.2光伏发电系统的远动设备和调度数据网设备配置方案应根据调度自动化系统的要求、光伏发电系统接人电压等级及配电网接人方式确定。
　　6.4.3通过10kV(6kV）电压等级并网的光伏发电系统，应根据调度自动化系统的要求、光伏发电系统接人电压等级及接线方式，提出远动信息采集要求。远动信息应包括并网状态、光伏发电系统运行信息（包括有功、无功、电流等）、逆变器状态信息、无功补偿装置信息、并网点的频率电压信息、升压站潮流信息、继电保护及自动装置动作信息。
　　6.4.4远动系统与调度端通信应根据调度自动化系统的要求和通信传输网络条件明确通信规约、通信速率或带宽，并应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T 5003的有关规定。
　　6.4.5通过10kV(6kV）电压等级并网的光伏发电系统应根据电力系统二次安全防护总体要求，配置二次系统安全防护设备。
　　6.5电能量计量装置及电能量远方终端
　　6.5.1光伏发电系统应配置电能量计量系统，并应根据数据网和通道条件，确定电能量计量信息传输方案。电能量计量系统包括计量关口表和电能量远方终端设备。
　　6.5.2光伏发电系统电能量计量装置应符合现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202的有关规定。
　　6.5.3电能计量装置选型与配置应符合下列规定：
　　1电能计量装置应具备双向有功和四象限无功计量功能。
　　2通过10kV(6kV）电压等级接入电网的光伏发电系统的上网电量关口点应配置相同的两块表计，两块表计应按主／副方式运行。
　　3关口表的技术性能应符合现行行业标准《多功能电能表》DL/T 614和《多功能电能表通信协议》DL/T 645的有关规定。
　　6.5.4电能表与互感器准确度等级应符合下列规定：
　　1关口计量点的电能表准确度等级不应低于有功0.5s级、无功2.0级。
　　2电压互感器准确度等级应为0.2级，电流互感器准确度等级不应低于0.5S级。
　　3关口表的技术性能应符合现行行业标准《多功能电能表》DL/T 614和《多功能电能表通信协议》DL/T 645的有关规定。
　　6.5.5光伏发电系统应配置电能量采集远方终端，远方终端应符合现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 第7.2节电能量远方终端的有关规定。
　　6.6通信系统
　　6.6.1光伏发电系统接入配电网的通信系统建设方案，应根据光伏发电系统的调度关系、所处位置、安装容量、接人配电网电压等级以及相关通信网络现状确定。
　　6.6.2通过10kV(6kV）电压等级并网的光伏发电系统，光伏发电系统至调度端应具备一路可靠的调度通信通道。
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AKH-0.66G型电流互感器专用于工业计量，与电能表配套使用，计量准确可靠。
　BA系列产品主要用于工厂自动化领域。产品采用高精度、低功能耗微型测量互感器及先进电子电路，采集电网中交流电流信号，经隔离变送输出线性直流模拟信号。
BD系列电力变送器是一种将电网中的电流、电压、频率、功率、功率因数等电参量，经隔离变送成线性的直流模拟信号或数字信号装置。产品符合GB/T、IEC-688标准。
BM系列模拟信号变送器可以对电流、电压等电量参数或温度、电阻等非电量参数，进行高速测量，经隔离转换成标准的模拟信号输出。既可直接与指针表，数显表相接，也可以与自控仪表(如PLC)、各种A/D转换器、以及计算机系统配接。
1　AKH-0.66I型电流互感器
1　AKH-0.66II型电流互感器
1　AKH-0.66III型电流互感器
低压双绕组型电流互感器用于多回路低压智能配电中电流测量，可远传，与ARTU-M32遥测装置配套使用，是低压智能配电低成本方案理想的智能化配电元件。一次测量范围5-6300A，二次有两路输出:5A(1A)/20mA。
低压保护型电流互感器主要适用于多根母排穿越的继电保护回路，该产品为保护系统检测短路故障而开发，具有不同准确级和准确限值系数，可扩展为不同穿孔尺寸，广泛应用于低压配电保护系统。
直流电压变送器是一种将电网中的直流电压隔离变送成线性的直流模拟信号的装置。
直流电流变送器是一种将电网中的直流电流隔离变送成线性的直流模拟信号的装置。
有功功率变送器是一种将电网中的有功功率隔离变送成线性的直流模拟信号的装置。
有功功率/无功功率/电流组合变送器是一种将有功功率、无功功率及电流隔离变送成线性的直流模拟信号的装置。